Jugoistočna Evropa: pad vetra i rast potrošnje prebacili teret na hidro i termoelektrane

Elektroenergetski sistem jugoistočne Evrope tokom 23. nedelje suočio se sa tipičnim izazovom ranog leta: potrošnja je rasla, proizvodnja iz vetroelektrana je oslabila, a solarna energija nije bila dovoljna da premosti večernje potrebe. U takvom rasporedu proizvodnje operatori su morali da pojačaju angažovanje hidroelektrana i termoelektrana, što je dovelo do vidljive promene regionalnog proizvodnog miksa i uticalo na kretanje cena.

Pad promenljivih izvora dok potražnja raste

Proizvodnja iz promenljivih obnovljivih izvora smanjena je za 8,9% na nedeljnom nivou, sa 3.377 GWh na 3.075 GWh. Pad je prvenstveno bio posledica slabije proizvodnje iz vetroelektrana, koja je na nivou regiona opala za 15,5%. Solarne elektrane su zabeležile umereniji pad od 5,1%, ali to nije bilo dovoljno da nadoknadi manjak u periodu kada solarna proizvodnja prestaje da dominira.

Istovremeno, regionalna potrošnja električne energije porasla je za 8,2%, na ukupno 15,15 TWh. Najveći pad proizvodnje iz obnovljivih izvora zabeležen je u Rumuniji, Hrvatskoj i Srbiji, uglavnom zbog slabije proizvodnje iz vetroelektrana. Bugarska i Mađarska takođe su imale manju proizvodnju iz obnovljivih izvora, pre svega zbog lošijih rezultata solarnih elektrana.

Grčka je zabeležila pad ukupne proizvodnje iz obnovljivih izvora od 6,1%, jer je smanjenje proizvodnje iz vetra od 16,5% bilo veće od povećanja solarne proizvodnje od 1,8%. Izuzetak je bila Turska, gde je ukupna proizvodnja iz obnovljivih izvora povećana za 1,2%, zahvaljujući snažnom rastu solarne proizvodnje od čak 61,0%.

Zašto se večernji deo krive cena zadržao

Slabiji vetar posebno se odrazio na satni profil cena električne energije. Solarni kapaciteti mogu da obore cene tokom podnevnih sati, dok energija vetra doprinosi snabdevanju tokom većeg dela dana i pomaže da se ublaži pritisak na marginalne cene tokom večernjih sati. Sa slabijim vetrom, preostalu potražnju koju treba pokriti drugim izvorima teže je upravljati u periodu bez solarne proizvodnje.

Zato su cene zadržale izražen večernji rast čak i na tržištima gde su podnevne cene bile niže. Drugim rečima, kada se promenljivi izvori ne poklope sa vremenom najveće potražnje—ili kada jedan od njih oslabi—tržište brže “prebacuje” teret na fleksibilnije i upravljive kapacitete.

Hidro kao stabilizator—ali ne svuda jednako

Hidroelektrane su bile glavni stabilizacioni faktor među obnovljivim izvorima energije. Regionalna proizvodnja iz hidroelektrana porasla je za 10,1% na nedeljnom nivou i dostigla 3,97 TWh. Najveći pokretač rasta bila je Turska: hidroproizvodnja povećana je za 15,4% (356 GWh), na ukupno 2,66 TWh.

Povećanja su zabeležena i u Italiji (7,5%), Hrvatskoj (73,6%) i Srbiji (30,8%). Ovakav obrazac doprineo je ublažavanju veleprodajnih cena električne energije na pojedinim tržištima jer je smanjio potrebu za angažovanjem skupljih termoenergetskih kapaciteta.

Ipak, hidrološka slika nije bila jednaka u celom regionu: Bugarska, Mađarska, Grčka i Rumunija zabeležile su manju proizvodnju iz hidroelektrana. To može biti posledica slabijih dotoka vode, različitih strategija angažovanja kapaciteta ili stanja akumulacija—faktora koji utiču na to koliko brzo sistem može da “preuzme” višak potražnje kada vetar oslabi.

Neujednačena raspodela hidroresursa jedan je od razloga što se cene nisu kretale jedinstveno u svim državama. Raspoloživost hidroelektrana može značajno uticati na marginalne cene naročito tamo gde hidro konkurira lignitu, prirodnom gasu ili uvozu električne energije.

Termoelektrane preuzele ključnu ulogu zbog rasta potražnje

Proizvodnja iz termoelektrana snažno je porasla širom regiona. Ukupna termoenergetska proizvodnja povećana je za 24,5% na nedeljnom nivou i dostigla 4,22 TWh. Rast obuhvatao je i elektrane na ugalj i gasne elektrane.

Turska prednjačila: termoenergetska proizvodnja više nego udvostručena je i dostigla 2,03 TWh. Proizvodnja iz elektrana na ugalj porasla je za 55,7%, dok je proizvodnja iz gasnih elektrana skočila za čak 278,1%. U tom kontekstu termo kapaciteti postali su glavni odgovor tržišta na naglo povećanu potražnju.

Grčka je takođe povećala termoenergetsku proizvodnju: lignit +66,2%, uz blago smanjenje gasnih elektrana. Srbija je zabeležila veći obim termoenergetske proizvodnje. Rumunija je povećala proizvodnju iz termoelektrana za 5,2%, uz podršku većeg angažovanja gasnih elektrana.

Jedini značajniji izuzetak bio je Italija: termoenergetska proizvodnja smanjena je za 16,7%, jer je pad proizvodnje iz gasnih elektrana bio veći od oporavka proizvodnje iz elektrana na ugalj.

Cene prate odnos između hidro podrške i marginalnog gasa

Odnos između hidroelektrana i termoelektrana imao je presudan uticaj na kretanje cena električne energije. Tamo gde je hidroproizvodnja rasla a potrošnja relativno niža—postojalo je više prostora za pad cena. To pomaže da se objasni pad cena u Srbiji od 5,8%, uprkos širem regionalnom rastu potražnje.

S druge strane, tamo gde je potrošnja bila visoka ili je hidroenergetska podrška ostala nedovoljna—marginalne cene ostale su snažno povezane sa prirodnim gasom—pa su cene nastavile da rastu. Prosečna nedeljna cena u Italiji od 128,09 €/MWh navodi se kao primer takve tržišne strukture.

Fleksibilnost ostaje ključna tokom leta

Pad proizvodnje iz obnovljivih izvora dodatno je povećao značaj fleksibilnih kapaciteta: hidroelektrane (gde raspoloživost dozvoljava), lignitne jedinice i gasne elektrane kao i pristup prekograničnim interkonekcijama postali su važniji tokom večernjih sati kada dolazi do naglog povećanja potrebe za energijom iz kontrolisanih izvora.

Zato operativni izazov tržišta jugoistočne Evrope tokom letnjeg perioda nije samo količina obnovljive energije već njen vremenski profil: visok udeo solarne energije može oboriti cene tokom dana dok sistem ostaje pod pritiskom kada vetar oslabi i kada rashlađivanje nastavlja da drži potražnju visokom.

Šta ova nedelja govori o narednim sedmicama

Podaci iz 23. nedelje pokazuju jasan obrazac funkcionisanja sistema: slabiji vetar povećao je preostalo opterećenje sistema; hidroelektrane su ublažile posledice tamo gde je raspoloživost vode bila bolja; termoelektrane su određivale marginalni pravac kretanja cena tamo gde je potrošnja snažno rasla ili gde je hidro podrška nedostajala; a prekogranični uvoz popunjavao preostale manjkove.

Kombinacija ovih faktora verovatno će ostati relevantna tokom ostatka leta—posebno ako toplotni talasi dodatno pojačaju potrebu za rashlađivanjem i ako cene prirodnog gasa ostanu visoke—jer energetska tranzicija ne eliminiše potrebu za upravljivim kapacitetima već menja trenutak kada su oni potrebni i način na koji se vrednuju na tržištu.